epc: engineering, procurement and construction pv in... · epc: engineering, procurement and...

EPC: Engineering, Procurement and Construction

Aspectos técnicos y contractuales a ser comprobados al examinar una propuesta tipo Ingeniería,

Suministro y Construcción11

Indice• Pliego de condiciones técnicas IDEA

1. Objeto

2. Monitorización

3. Componentes y materiales

4. Recepción y pruebas

5. Requerimientos técnicos del contrato de mantenimiento

6. Garantías

• Control de calidad de SFCR– Protocolo de actuación

22

1. Objeto

• Fijar condiciones técnicas mínimas a cumplir por los SFCR

• Servir de guía para fabricantes e instaladores para asegurar su calidad

• La calidad final se valorará en cuanto a su rendimiento, producción e integración

33

2. Monitorización

• DC: Voltaje y corriente, entrada del inversor

• AC: Voltaje de fase, (Preactiva > 5kWp) y potencia total, salida inversor

• Radiación solar en el plano del GFV (tecnología equivalente)

• Temperatura ambiente a la sombra

• Datos en forma de medias horarias

44

3.Componentes y materiales

• Grado de aislamiento eléctrico de clase I: equipos (módulos e inversores), materiales(conductores, cajas y armarios de conexión), exceptuando el cableado de continua (doble aislamiento).

• Los SFCR no provocarán en la red averías, disminuciones de seguridad o alteraciones superiores a las admitidas por la normativa que resulte aplicable.

55


• No darán origen a condiciones peligrosas de trabajo para el personal de mantenimiento y explotación de la red de distribución.

• Los materiales situados en intemperie se protegerán contra el efecto de la radiación solar y la humedad.

• Se incluirán todos los elementos necesarios de seguridad y protecciones propias de las personas y de la instalación FV: frente a contactos directos e indirectos, cortocircuitos, sobrecargas, etc.

66


• En el Proyecto se resaltarán los cambios respecto a la Memoria de Solicitud y su motivo.

• Se incluirán las fotocopias de las especificaciones técnicas proporcionadas por el fabricante de todos los componentes.

• Por motivos de seguridad y operación de los equipos, los indicadores, etiquetas, etc. de los mismos estarán en alguna de las lenguas españolas oficiales del lugar de la instalación.

77

3.1.Módulos Fotovoltaicos

• Deberán satisfacer UNE-EN 61215 para c-Si, o

UNE-EN 61646 para thin film, así como estar cualificados por algún laboratorio reconocido (CIEMAT, Ispra, etc.) mediante la presentación del certificado oficial correspondiente.

• El módulo fotovoltaico llevará de forma claramente visible e indeleble: modelo, nombre, logotipo del fabricante y identificación individual o número de serie trazable a la fecha de fabricación.

88

• Tendrán diodos de derivación para protegerlos de sombreadosparciales.

• Los marcos laterales serán de aluminio o acero inoxidable.

• PMAX,STC y ISC,STC ± 10 % de los valores nominales

• Se rechazan módulos con defectos de fabricación: roturas, manchas, falta de alineación en las células o burbujas en el encapsulante

• Se valorará positivamente una alta eficiencia de las células.

• La estructura del GFV se conectará a tierra.

• Por seguridad, mantenimiento y reparación del GFV, se instalarán fusibles, interruptores, etc., para la desconexión en ambos terminales, de cada rama del GFV.

3.1.Módulos Fotovoltaicos

99

3.2. Estructura soporte• Resistir, con los módulos, las sobrecargas de viento y nieve.• Permitir las dilataciones térmicas, sin afectar a la integridad

de los módulos, (indicaciones del fabricante).• Suficientes puntos de sujeción para el módulo, evitando

flexiones superiores a las permitidas por el fabricante.• Diseño para la orientación y el ángulo de inclinación del GFV,

con facilidad de montaje, desmontaje y sustituciones.• Tornillería para sujeción realizada en acero inoxidable (MV-

106). Las estructuras galvanizadas admiten tornillos galvanizados.

• Los topes de sujeción de módulos y la propia estructura no arrojarán sombra sobre los módulos 1010

3.3. Inversor• Adecuados para la conexión a la red eléctrica, con potencia

de entrada variable → extraer la máxima potencia del GFV• Son fuentes de corriente, autoconmutados, siguen

automáticamente el PMP del GFV. No funcionarán en isla• Cumplirán con las directivas comunitarias de Seguridad

Eléctrica y Compatibilidad Electromagnética (certificadas por el fabricante), incorporando protecciones frente a: Cortocircuitos en AC, tensión y frecuencia de red fuera de rango, Sobretensiones, Perturbaciones, etc.

• Señalizaciones para su correcta operación, con controles automáticos para su encendido y apagado, conexión y desconexión de la interfaz CA

1111

3.3. Inversor: Características eléctricas

• Se entrega potencia a la red de forma continuada para irradiancias solares 10 % > CEM

• Soportará picos 30 % > CEM para períodos < 10 s

• Los valores de eficiencia al 25 % y 100 % de la potencia de salida nominal deberán ser superiores al 85 % y 88 % para inversores de potencia <5 kW, y del 90 % al 92 % para inversores >5 kW.

• Autoconsumo en modo nocturno < 0,5 % potencia nominal.

• Cosφ de la potencia generada > 0,95, entre el 25 % y el 100 % de la potencia nominal.

• Tendrán un grado de protección mínima IP 65 para los instalados a

la intemperie.1212

Zonas de cableado:

3.4. Cableado: normativa

1313

• Criterio de la intensidad máxima admisible o de calentamiento. La temperatura del conductor del cable no deberá superar en ningún momento la temperatura máxima admisible asignada de los materiales utilizados para su aislamiento. Oscila entre los 70ºC y 90ºC.

• Criterio de la máxima caída de tensión. La circulación de corriente a través de los conductores ocasiona una pérdida de potencia transportada por el cable. Esta caída de tensión será inferior a los límites marcados por el Reglamento. Es determinante para líneas de larga longitud.

• Criterio de la intensidad de cortocircuito. La temperatura del conductor del cable, como consecuencia de un cortocircuito, no debe sobrepasar la temperatura máxima admisible de corta duración (<5s) de los materiales utilizados para el aislamiento del cable. Oscila entre los160ºC y 250ºC. Es determinante en instalaciones AT y MT pero no lo es en BT, gracias a las protecciones e impedancias de los cables. 1414

3.4. Cableado: sección

3.4. Cableado• Positivos y negativos de cada grupo de módulos se

conducirán separados y protegidos según normativa vigente.• Los conductores serán de cobre y tendrán la sección

adecuada para evitar caídas de tensión y calentamientos:– CC: una sección para una caída de tensión <1,5 %– CA para que la caída de tensión sea < 2 %

• Deben tener la longitud necesaria para no generar esfuerzos en los diversos elementos ni posibilidad de enganche por el tránsito normal de personas.

• El cableado de continua será de doble aislamiento y adecuado para su uso en intemperie, al aire o enterrado, de acuerdo con reglamento AENOR 0038.

1515

1616

3.4. Cableado

• Todas las instalaciones cumplirán con lo dispuesto en el Real Decreto 1663/2000 (artículo 12) sobre las condiciones de puesta a tierra en instalaciones fotovoltaicas conectadas a la red de baja tensión.

• Cuando el aislamiento galvánico entre la red de distribución de BT y el GFV no se realice mediante un transformador de aislamiento, se explicarán en la Memoria de Solicitud y de Diseño o Proyecto los elementos utilizados para garantizar esta condición.

• Todas las masas de la instalación fotovoltaica, tanto de la sección CC como de la AC, estarán conectados a una única tierra. Esta tierra será independiente de la del neutro de la empresa distribuidora, de acuerdo con el RBT.

1717

3.4. Cableado: puesta a tierra

4. Recepción y pruebas• El instalador entregará al usuario un documento-albarán con el

suministro de componentes, materiales y manuales de uso y mantenimiento de la instalación. Firmado por duplicado por ambas partes, cada una conserva un ejemplar.

• Los manuales entregados al usuario estarán en alguna de las lenguas oficiales españolas.

• Las pruebas a realizar por el instalador:– Funcionamiento y puesta en marcha de todos los sistemas.

– Pruebas de arranque y parada en distintos instantes de funcionamiento

– Pruebas de los elementos y medidas de protección, seguridad y alarma

– Determinación de la potencia instalada

1818

• Concluidas las pruebas se pasará a la fase de la Recepción Provisional de la Instalación: todos los sistemas y elementos que forman parte del suministro han funcionado correctamente duranteun mínimo de 240 horas seguidas, cumpliendo además:

– Entrega de toda la documentación requerida en este PCT.

– Retirada de obra de todo el material sobrante.

– Limpieza de las zonas ocupadas, con transporte de desechos a

vertederos

• Durante este período el suministrador será el único responsable de la operación de los sistemas suministrados y deberá adiestrar al personal de operación.

1919

4. Recepción y pruebas

• En la Memoria de Solicitud se incluirán: producciones mensuales máximas teóricas en función de la irradiancia, potencia instalada y rendimiento de la instalación.

• Datos de entrada del instaladorGdm (0). (INM, organismo oficial)Gdm (α, β). kWh/(m2·día), a partir del anterior, descontando las pérdidas por sombreado para >10 % anualPR. Performance ratio

• La estimación de la energía inyectada

2020

4. Recepción y pruebas: producción

2121

4. Recepción y pruebas: producción

5. Requerimientos del contrato de mantenimiento

• Se realizará un contrato de mantenimiento preventivo y correctivo de al menos tres años.

• Incluirá todos los elementos de la instalación con las labores de mantenimiento preventivo aconsejados por los diferentes fabricantes.

• Realización de un informe técnico de las visitas con el estado de las instalaciones y las incidencias acaecidas.

• Registro de las operaciones de mantenimiento realizadas en un libro de mantenimiento, con la identificación del personal de mantenimiento

2222

• Mantenimiento preventivo: debe permitir mantener las condiciones de funcionamiento, prestaciones, proteccióny durabilidad de la instalación.

Se realizará por personal técnico cualificado bajo la responsabilidad de la empresa instaladora. Incluirá al menos una visita (anual para instalaciones < 5 kWp y semestral para el resto) con las comprobación de:

– Las protecciones eléctricas.– Estado de los módulos e inversor.– Estado mecánico de cables y terminales

2323


• Mantenimiento correctivo: incluye operaciones de sustitución necesarias para asegurar que el sistema funciona correctamente durante su vida útil:

– Visita a la instalación en los plazos y cuando el usuario lo requiera por avería grave.– Análisis y elaboración del presupuesto de los trabajos y reposiciones necesarias para su correcto funcionamiento.– Sus costes económicos forman parte del precio anual del contrato de mantenimiento. Podrán no estar incluidas ni la mano de obra ni las reposiciones de equipos necesarias más allá del período de garantía.

2424


6. Garantías• La garantía se concede a favor del comprador de la

instalación • La instalación será reparada de acuerdo con las

condiciones generales si ha sufrido averías a causa de un defecto de montaje o componentes, siempre que haya sido manipulada correctamente según lo establecido en el manual de instrucciones.

• El suministrador garantizará la instalación durante un período mínimo de 3 años, para los materiales y procedimiento empleado en su montaje. Para los módulos FV, la garantía mínima será de 8 años.

2525

• Si se interrumpe la explotación del suministro por responsabilidad del suministrador, o por reparacionesque éste realice para cumplir las estipulaciones de la garantía, el plazo se prolongará por la duración de dichas interrupciones.

• Quedan incluidos los demás gastos: tiempos de desplazamiento, medios de transporte, amortización de vehículos y herramientas, etc. Se debe incluir la mano de obra y materiales.

2626

6. Garantías

• Si el suministrador incumple las obligaciones de la garantía, el comprador de la instalación podrá fijar una fecha final para que el suministrador cumpla. Si no cumple, el comprador de la instalación podrá, por cuenta y riesgo del suministrador, realizar por sí mismo las oportunas reparaciones, sin perjuicio de la reclamación por daños y perjuicios al suministrador.

• La garantía podrá anularse cuando la instalación haya sido reparada, modificada o desmontada, aunque sólo sea en parte, por personas ajenas al suministrador o los servicios autorizados.

• El suministrador atenderá cualquier incidencia en el plazo máximo de una semana y la resolución de la avería se realizaráen un tiempo máximo de 15 días, salvo causas de fuerza mayor debidamente justificadas.

2727

6. Garantías

CONTROL DE CALIDAD DE UN SFCR

OBJETIVO • ¿Qué comprobar?

• Análisis del comportamiento desde la

perspectiva de la producción energética

• Análisis del comportamiento desde la

perspectiva de la seguridad y

protecciones

• ¿Cómo comprobar?

• Elección de los dispositivos de medida

adecuados

Elaborar un Control de calidad

2828

Medidas para evaluar la producción energética• Salida del generador fotovoltaico

• Salida del inversor

Aparatos• Carga electrónica Stella SolartechnikTM

• Analizador de potencia trifásico 434 de FlukeTM

• Sensor de irradiancia y temperatura


2929

Medidas para evaluar la seguridad y protecciones• Resistencia de aislamiento y corrientes de fuga

• Resistencia del electrodo de tierra

• Puntos calientes

Aparatos• Medidor de aislamiento HV5D de HipotronicsTM

• Medidor de tierras GEOHM 40 D de KainosTM

• Cámara termográfica Ti40 de FlukeTM


3030

Protocolo de actuación1. Inspección visual:

• Estado de módulos, cableado, cajas de conexiones, inversor y

electrodos de tierra

• Inclinación y orientación de los módulos. Sombreados


3131

Protocolo de actuación2. Medida de inclinación y azimut del generador:

• Uso del inclinómetro y la brújula


3232

Protocolo de actuación3. Medida de la eficiencia del inversor:

• Uso del analizador trifásico de potencia. Obtención de PAC

• Obtención de VMPP e IMPP mediante dos multímetros digitales

• Obtención de G y TC mediante los sensores


3333

Protocolo de actuación4. Cálculo del ruido armónico del inversor:

• Uso del analizador trifásico de potencia durante un tiempo

prolongado, para altas y bajas irradiancias

5. Determinación de la curva I-V para cada generador:• Desconectar el/los inversor/es

• Situar los generadores en circuito abierto

• Mediante un seccionador, conectar la carga electrónica

• Obtener G y TC al mismo tiempo


3434

Protocolo de actuación6. Medida del aislamiento y corrientes de fuga:

• Desconectar el/los inversor/es. Situar los subgeneradores en

circuito abierto y retirar los varistores

• Cortocircuitar los polos positivo y negativo mediante un

seccionador

• Conectar el polo positivo a una entrada del medidor y la otra a

tierra. Realizar medidas al amanecer y al mediodía solar


3535

Protocolo de actuación7. Medida de la resistencia del electrodo de tierra:

• Desconectar el electrodo de tierra de la instalación

• Medir la resistencia del electrodo mediante un telurómetro


3636

Protocolo de actuación8. Realizar instantáneas termográficas:

• La instalación debe estar en funcionamento varios minutos antes

• Tomar fotografías de módulos, cajas de conexiones, inversores y

posibles efectos de sombreado


3737

3838

MÉTODOS PARA EVALUAR EL CORRECTO FUNCIONAMIENTO

DE UNA INSTALACIÓN FOTOVOLTAICA CONECTADA

A LA RED

Gracias por su atención

epc: engineering, procurement and construction pv in... · epc: engineering, procurement and...

Documents